RU2451308C1 - Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех - Google Patents
Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451308C1 RU2451308C1 RU2011129543/28A RU2011129543A RU2451308C1 RU 2451308 C1 RU2451308 C1 RU 2451308C1 RU 2011129543/28 A RU2011129543/28 A RU 2011129543/28A RU 2011129543 A RU2011129543 A RU 2011129543A RU 2451308 C1 RU2451308 C1 RU 2451308C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- signals
- microseismic
- coordinates
- receivers
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 claims description 6
- 239000013598 vector Substances 0.000 claims description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 4
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 14
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- TVZRAEYQIKYCPH-UHFFFAOYSA-N 3-(trimethylsilyl)propane-1-sulfonic acid Chemical compound C[Si](C)(C)CCCS(O)(=O)=O TVZRAEYQIKYCPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 102100028776 Centrosome and spindle pole-associated protein 1 Human genes 0.000 description 2
- 101000916452 Homo sapiens Centrosome and spindle pole-associated protein 1 Proteins 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000000205 computational method Methods 0.000 description 2
- 238000005314 correlation function Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 101000617729 Oncorhynchus mykiss Polysialoglycoprotein Proteins 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000002939 conjugate gradient method Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000000873 masking effect Effects 0.000 description 1
- 238000012067 mathematical method Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/288—Event detection in seismic signals, e.g. microseismics
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
- G01V2210/12—Signal generation
- G01V2210/123—Passive source, e.g. microseismics
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Emergency Management (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле микросейсмических событий. Заявленный способ включает регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками, обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой. Производят анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне. Анализ проводят в частотной области зарегистрированных сигналов. При анализе цифровых записей сейсмических сигналов вычисляют определенный функционал, учитывающий, в основном, фазовую информацию спектральных компонент сейсмических сигналов. Устанавливают значение аргумента этого функционала, в котором этот функционал достигает максимума, по которому определяют измеренное значение координат микросейсмического источника. Технический результат: повышение вероятности обнаружения истинных микросейсмических событий и улучшение точности определения их координат. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Область техники
Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности, а именно при контроле процесса гидроразрыва пласта залежи углеводородов, в горнодобывающей промышленности для контроля микросейсмичности в окрестности шахт и рудников, в технологиях контроля за соблюдением договора о всеобъемлющем запрещении ядерных испытаний для идентификации мест проведения сильных подземных взрывов.
Предшествующий уровень техники
Наиболее перспективная технология из числа применяемых в настоящее время для мониторинга микросейсмической активности в верхних слоях земной среды (в частности, мониторинга гидроразрыва пластов (ГРП) при добыче нефти и газа [RU, 2319177], [RU, 2305298], [PCT/US 2009/037220, WO/2009/117336] предполагает использование поверхностных групп сейсмических приемников (ПГСП) для регистрации сейсмических волн, излучаемых микросейсмическими источниками. Записи сейсмических сигналов, принятых ПГСП, используются затем для оценивания размеров и геометрии образовавшейся области разрушения среды. ПГСП представляют собой совокупность приборов, регистрирующих колебания частиц земной среды и установленных на поверхности земли или на небольшом углублении под ее поверхностью на расстояниях от 30 до 200 м друг от друга в области, размеры которой определяются глубиной, на которой происходят микросейсмические события.
Известные методы микросейсмического мониторинга различаются, в основном, методами анализа зарегистрированных ПГСП сейсмических сигналов для решения основных задач мониторинга. Такими задачами являются: локация (измерение координат) источников микроземлетрясений, образующихся при техногенном воздействии на земную среду, т.е. определение мест локальных разрывов среды, генерирующих сейсмические волны; определение геометрических характеристик этих разрывов, т.е. направлений образовавшихся трещин среды.
Решение указанных задач на практике затрудняется следующими факторами:
А. Сложностью строения земной среды под ПГСП, включающей область, где происходят микросейсмические события. Не учет имеющейся информации о строении среды приводит к ошибкам в физических моделях распространения сейсмических волн от микросейсмических источников к приемникам ПГСП, т.е. тех моделей, которые используются при решении указанных выше основных задач обработки сейсмических сигналов.
Б. Наличием в записях сейсмических сигналов от микро-землетрясений сильных помех, порождаемых, главным образом, техническими устройствами, которые работают в районе, где производится мониторинг микросейсмичности. В частности, это механизмы, используемые для разработки месторождений нефти или газа.
Известные способы [RU, 2305298], [PCT/US 2009/037220, WO/2009/117336] анализа зарегистрированных ПГСП сейсмических сигналов не в полной мере используют информацию о модели земной среды под сейсмической антенной и совсем не используют информацию о характеристиках помех. При практическом применении этих методов единственными средством компенсации мешающих мониторингу микро-сейсмичности факторов А, Б является увеличение числа сейсмоприемников в ПГСП или помещение последних в глубокие скважины. Оба этих подхода приводят к существенному повышению стоимости мониторинга.
Наиболее близким к предлагаемому в настоящем изобретении является способ измерения координат микросейсмических источников, включающий регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками, и обработку сейсмических сигналов цифровой регистрирующей аппаратурой; при этом производят анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий, в режиме, близком к режиму реального времени, суждение по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события и измерение его координат [RU, 2319177].
В патенте [RU, 2319177] описывается способ контроля процесса гидроразрыва пласта, основанный на регистрации сейсмических волн, генерируемых при разрыве пласта в результате закачивания в него рабочей жидкости под давлением. Регистрация сейсмических волн осуществляется совокупностью сейсмоприемников, расположенных на поверхности земли и образующих поверхностную сейсмическую группу сейсмических датчиков (ПГСП, сейсмическая антенна). Механический процесс разрыва пласта интерпретируется как последовательность микросейсмических событий, генерирующих сейсмические волны. Волны от каждого из событий регистрируются ПГСП и обрабатываются с целью определения положения данного сейсмического события в области среды, где производится гидроразрыв.
Обработке последовательно подвергаются записи сигналов ПГСП в пределах движущегося во времени «скользящего временного окна». Для каждого положения временного окна определяются координаты точки минимума функционала
где
х, y, z - предполагаемые координаты источника микросейсмического события;
V - скорость эквивалентной сферической сейсмической волны, переносящей энергию от источника к сейсмоприемникам ПГСП, 
- наблюдаемая разность времен прихода сейсмических волн на сейсмоприемники с номерами i и j; эта величина вычисляется в рассматриваемом способе как лаг (аргумент) максимального значения оценки взаимной корреляционной функции сигналов сейсмоприемников с номерами i и j, зарегистрированных в анализируемом временном окне;
где 
- расстояние между точкой 
расположения i-го сейсмоприемника и предполагаемой точкой 
расположения источника события;
суммирование в формуле (1) производится по всем парам сейсмоприемников с номерами i, j, для которых 
, где K - некоторый порог (настроечный параметр функционала).
Близость к нулю минимума функционала свидетельствует о наличии микросейсмического источника, а координаты 
, 
, 
точки минимума функционала принимаются за оценку координат этого источника.
Существенные недостатки предложенного в этом патенте способа контроля ГРП следующие:
Для определения координат источников микросейсмических событий не используется информация о строении среды под ПГСП в области, включающей область гидроразрыва. Вместо этого, по существу, предполагается, что среда однородная, и сейсмические волны, излучаемые источниками, распространяются в ней как сферические волны. Поскольку указанное предположение может быть приближенно справедливо только для весьма ограниченной области регистрации волн на поверхности, геометрический размер ПГСП (апертура сейсмической антенны), для обработки данных которой может применяться приведенное в описании изобретения математическое выражение функционала, весьма ограничен. Из теории и практики использования сейсмических антенн следует, что при наличии помех малая апертура приводит к большой вероятности появления «ложных» сейсмических источников (обусловленных только шумами) и малой точности определения координат реально существующих микросейсмических источников.
При локации микросейсмических источников путем анализа записей ПГСП с помощью известного функционала F(x,y,z,V) не учитываются статистические характеристики случайных помех, воздействующих на приемники сейсмической антенны. Такой учет чрезвычайно важен, так как в районах регистрации микросейсмической активности, в частности в районах разработки залежей углеводородов, существуют интенсивные сейсмические помехи, генерируемые техническими устройствами, работающими в этих районах. Эти источники имеют сильную пространственную корреляцию, из за которой значения 
положений максимумов функций взаимной корреляции сигналов сейсмоприемников с номерами i и j определяются уже не только волнами от сейсмического источника, но и волнами помех. Это неизбежно приводит и к большой вероятности появления «ложных» источников, и к ошибке измерения координат реально существующих микросейсмических источников.
Указанные ограничения приводят к тому, что при практической реализации этого способа обнаруживается большое число «ложных» источников, связанных с влиянием сейсмических помех, а оцененные координаты реальных сейсмических источников существенно отличаются от их истинных положений. В результате весьма неточно определяется область, в которой происходит разрушение среды при техногенном воздействии, и для уточнения этой области приходится применять интерактивную обработку «облака» обнаруженных сейсмических событий (фокусировку - в терминах описываемого патента) с помощью квалифицированного оператора. Это существенно затрудняет мониторинг гидроразрыва пласта в близком к реальному масштабе времени.
Раскрытие изобретения
Решаемая изобретением задача - улучшение технико-эксплуатационных характеристик.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, - повышение вероятности обнаружения истинных микросейсмических событий и улучшение точности определения координат микросейсмических источников.
Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата в известном способе измерения координат микросейсмических источников, включающем регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками, обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой в режиме, близком к режиму реального времени, анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий, суждение по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события и измерение его координат, согласно изобретению используют, в основном, фазовые характеристики регистрируемых сейсмических сигналов и при анализе цифровых записей сейсмических сигналов вычисляют новый функционал
где
r - трехмерные векторы координат точек анализируемой области среды Q, в которых возникают микро-землетрясения;
М - число датчиков поверхностной группы сейсмических приемников,
b(ψ), b(0)=1 - настроечная функция процедуры анализа,
при этом первая сумма в функционале Ф(r,V) вычисляется по всем парам приемников поверхностной группы сейсмических приемников, имеющим различные номера;
затем устанавливают значение аргумента r функционала Ф(r,V), в котором этот функционал достигает максимума, по которому определяют измеренное значение координат 
микросейсмического источника
где
Q - область земной среды под поверхностной группой сейсмических приемников, в которой ищутся источники микросейсмических событий,
ΔV - заданный интервал возможных скоростей сейсмических волн от источника.
Возможны дополнительные варианты осуществления способа, в которых целесообразно, чтобы:
- ожидаемые разности фаз вычислялись на основе модели однородной земной среды по формуле
r=(х,y,z) - вектор ожидаемых координат источника;
- ожидаемые разности фаз Δφl,k(r,fj) вычислялись по формуле
T(d,z), d∈[0,R], z∈[Z1,Z2] - семейство годографов сейсмических волн (Аки К., Ричардс П. Количественная сейсмология М.: Мир, 1983) от источников в области
Q возможных расположений источников,
R - апертура ПГСП,
Z1, Z2 - границы глубин ожидаемых источников;
семейство годографов T(d,z), d∈[0,R], z∈[Z1,Z2] рассчитывается на основании заданной скоростной модели среды под ПГСП;
xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника,
r=(х,y,z) - ожидаемые координаты источника;
- ожидаемые разности фаз Δφl,k(r,fj) вычислялись по формуле
R - апертура ПГСП,
Z1, Z2 - границы глубин ожидаемых источников;
измеренные функции (d,z), d∈[0,R], z∈[Z1,Z2] вычисляются на основании задержек 
k∈1, …, M сигналов, зарегистрированных приемниками ПГСП от ведущих событий (master events) с известными координатами источников (xв,yв,zв)∈Q, а именно - таких событий, которые зарегистрированы ПГСП с большим отношением сигнал - помеха,
xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника,
r=(х,y,z) - ожидаемые координаты источника.
Предлагаемый в настоящем изобретении способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех, зарегистрированных ПГСП, позволяет существенно уменьшить влияние факторов А и Б на эффективность микросейсмического мониторинга с помощью ПГСП. Это позволяет при практическом применении метода уменьшить число сейсмоприемников в ПГСП и/или устранить необходимость заглубления их в скважины. Использование изобретения приведет к значительному уменьшению стоимости мониторинга микросейсмичности, особенно в случае сейсмического мониторинга ГРП с помощью ПГСП.
Сущность изобретения заключается в способах накопления и эффективного использования информации о принимаемых сигналах с учетом физических свойств земной среды в районе мониторинга микро-сейсмичности и статистических характеристик помех, маскирующих регистрируемые ПГСП сейсмические сигналы.
Существенные особенности предлагаемого способа заключаются в следующем.
Предлагаемый способ учитывает то, что и воздействие помех на сейсмические сигналы, и влияние на них земной среды в сложно устроенной приповерхностной области, в которой проявляется техногенная микросейсмичность, существенно зависят от доминирующих частот сигналов и помех. Поэтому заявленный способ предполагает анализ зарегистрированных ПГСП сигналов в частотной области, после преобразовании их с помощью быстрого преобразования Фурье (БПФ).
Заявленный способ основан на измерении новых характеристик сейсмических сигналов и на современных математических методах статистического анализа случайных наблюдений. А именно, он учитывает, что влиянию помех в максимальной степени подвергается амплитудная информация и в гораздо меньшей степени - фазовая информация, содержащаяся в принимаемых ПГСП сигналах. Этот теоретический факт подтверждается тем обстоятельством, что подавляющее большинство устройств передачи информации в радиосвязи, радио- и гидролокации и других областях основано на фазовой (или частотной, что, по существу - то же самое) модуляции передаваемых и принимаемых сигналов. Кроме того, этот способ предполагает контроль действительного отношения сигнал-помеха в различных парах приемников ПГСП на различных частотах в диапазоне сигналов микросейсмических источников. Этот контроль осуществляется путем вычисления функций когерентности записей сигналов на различных парах приемников и анализе с целью локации источника записей только тех пар приемников и только на тех частотах, где значения функций когерентности достаточно велики.
Указанные преимущества, а также особенности настоящего изобретения поясняются лучшими вариантами его выполнения со ссылками на прилагаемые фигуры.
Краткий перечень чертежей
Фиг.1 изображает функциональную схему устройства для реализации заявленного способа;
фиг.2 - то же, что фиг.1, другой вариант.
Лучшие варианты осуществления изобретения
Предлагаемые варианты функциональных схем устройств локации микросейсмических сигналов для осуществления заявленного способа основаны на общем способе анализа данных ПГСП и классифицируются в соответствии с объемом информации о строении земной среды под ПГСП. Эта информация, как правило, задается в техническом задании (ТЗ) на применение устройства локации в конкретной задаче микросейсмического мониторинга.
Базовое устройство, наиболее близкое к описанному выше ближайшему аналогу, требует наименьшей информации. Другие варианты базового устройства - это устройства, использующие различную априорную информацию.
Базовое устройство локации
Базовое устройство (Устройство I) применяется, когда в ТЗ отсутствует информация о строении земной среды под ПГСП. Модель земной среды под ПГСП представляется эквивалентной моделью однородной среды с постоянной, но неизвестной скоростью распространения сейсмических волн V в интервале ΔV.
Базовое устройство функционирует в соответствии со следующей формулой для измерения координат микросейсмического источника:
где 
где обозначено
r - трехмерные векторы координат точек анализируемой области среды Q, в которых возникают микро-землетрясения;
М - число датчиков ПГСП;
b(ψ), b(0)=1 - настроечная функция процедуры анализа;
Q - область земной среды под ПГСП, в которой ищутся источники микросейсмических событий;
ΔV - заданный интервал возможных скоростей сейсмических волн от источника;
первая сумма в функционале (1) вычисляется по всем парам приемников ПГСП, имеющим различные номера.
Ожидаемые разности фаз вычисляются на основе модели однородной земной среды по формуле
где 
, k∈1, …, M - координаты приемников ПГСП, 
- неизвестная скорость сейсмических волн в однородной среде.
Базовое устройство, функционирующее согласно формулам (1), (2), состоит из следующих блоков, выполненных на основе цифровой вычислительной техники (фиг.1):
1) Блока 1 - блок приема аналоговых сейсмических сигналов xk(f), t∈[0,Т]; k=1, …, М, с помощью М сейсмоприемников, образующих ПГСП.
2) Блока 2 - аналого-цифрового преобразователя для преобразования сигналов xk(t), t∈[0,T]; k=1, …, M, в последовательности дискретных отсчетов xk,t, t=1, …, N, k=1, …, M, с заданной частотой дискретизации fд. Эти отсчеты образуют в совокупности последовательность многоканальных цифровых данных ПГСП 
, t=1, …, N, используемых для обнаружения и локации микросейсмических источников.
3) Блока 3 - буфера накопления многоканальных дискретных цифровых данных xt, t=1, …, N и передачи этих данных для обработки следующими блоками в режиме, близком к режиму реального времени.
4) Блока 4 - устройства предварительной обработки многоканальных цифровых данных. Этот блок обеспечивает считывание из буфера многоканальных отсчетов xt, t=1, …, N на очередном интервале скользящего окна, предварительную обработку этих данных: частотную фильтрацию и исправления возможных технических искажений, устранение сильных импульсных техногенных помех.
5) Блока 5 - преобразователя цифровых многоканальных данных ПГСП xt, t=1, …, N в частотную область.
В результате в этом блоке образуется многоканальная последовательность x(fj), 
, j=1, …, N «частотных отсчетов» данных ПГСП на интервале скользящего временного окна.
6) Блока 6 - вычислителя амплитудно-фазовой информации в цифровых многоканальных данных ПГСП на основе «частотных отсчетов» x(fj), 
, fj∈Δf. В блоке вычисляются следующие величины:
б) функции когерентности 
для всех пар компонент многоканальных данных ПГСП на частотах 
;
в) наблюдаемые разности фаз 
многоканальных сейсмических сигналов на всех парах приемников ПГСП.
7) Блока 7 - вычислителя ожидаемых разностей фаз 
сейсмических сигналов на всех парах приемников ПГСП, которые соответствуют источнику в данной точке r∈Q исследуемой области земной среды и данной скорости V∈ΔV сферических сейсмических волн (в соответствии с формулой (2)).
8) Блока 8 - вычислителя функционала Ф(r,V) от наблюдений в области r∈Q, V∈ΔV возможных расположений источника и скоростей волн в соответствии с формулой (1). При вычислениях в блоке 8 учитываются (благодаря функции 
) только те слагаемые, для которых вычисленные функции когерентности больше некоторого порога: 
. Т.е. учитываются только те пары датчиков и те частоты fj, в которых отношение сигнал - шум достаточно велико. Также используется та функция 
, b(0)=1, которая в наибольшей степени соответствует статистическим характеристикам реальных помех и отношению сигнал - помеха микросейсмических источников при конкретном применении.
9) Блока 9 - вычислителя точки 
максимума функционала Ф(r,V) методами математического программирования, например, методом сопряженных градиентов (Амосов А.А., Дубинский Ю.А., Копченова Н.В. Вычислительные методы для инженеров. М.: Высш. школа, 1994, 544 с.).
Устройство II
Является техническим расширением базового устройства, применяется, когда в ТЗ задано семейство годографов сейсмических волн, для сетки ожидаемых глубин микросейсмических источников.
Устройство II (фиг.1) также основано на алгоритме локации источника, определяемом формулой (1). Но в устройстве II используемые в функционале (1) ожидаемые разности фаз 
на частотах fj в каждой паре сейсмоприемников с номерами l, k не зависят от неизвестной скорости сейсмических волн и вычисляются не согласно формуле (2), а на основе семейства годографов сейсмических волн (Аки К., Ричардс П. Количественная сейсмология М.: Мир, 1983), вычисленного по заданной скоростной модели среды под ПГСП по формуле
где T(d,z), d∈[0,R], z∈[Z1,Z2] - семейство годографов сейсмических волн от источников в области Q возможных расположений источника, вычисленное по заданной скоростной модели среды,
R - апертура ПГСП,
Z1, Z2 - границы глубин ожидаемых источников,
r=(x,y,z) - ожидаемые координаты источника.
Максимизация функционала Ф(r) (1) (уже не зависящего от неизвестной скорости сейсмических волн V) производится или одним из известных методов максимизации функций многих переменных (методами математического программирования), или путем вычисления значений на сетке значений 3-мерного вектора r в заданной области Q возможных расположений источника. После этого производится выбор той точки на сетке в области Q, в которой достигнута максимальная величина функционала (1) на множестве всех вычисленных значений Ф(r).
Функциональная схема устройства II полностью совпадает с блок-схемой базового устройства I (фиг.1), но блоки 7 и 9 устройства II функционируют отлично от соответствующих блоков базового устройства. Вычисления в блоке 7 производятся по формуле (3) (а не по формуле (2), как для базового устройства I). Максимизация функционала Ф(r) (зависящего от 3, а не от 4 переменных, как в базовом устройстве) осуществляется или перебором его значений по сетке в области Q ожидаемых положений источника, или известными, более точными и быстрыми методами максимизации функций от многих переменных методами математического программирования (Амосов А.А., Дубинский Ю.А., Копченова Н.В. Вычислительные методы для инженеров. М.: Высш. школа, 1994, 544 с.).
Устройство III
Устройство III является техническим расширением устройства II. Применяется, когда годографы сейсмических волн для нескольких глубин источников могут быть получены путем обработки сигналов от источников, зарегистрированных с достаточно большим отношением сигнал-шум (ведущих источников (master events)).
Микросейсмические источники из контролируемой области пространства под ПГСП, сейсмические сигналы которых зарегистрированы ПГСП с достаточно большим отношением сигнал - шум, будем называть ведущими событиями. В частности, ведущими событиями при гидроразрывах нефтесодержащих и газосодержащих пластов (ГРП) могут быть источники сейсмических волн, возникающие в результате таких технологических операций ГРП, как перфорация обсадной трубы скважины для последующей закачки рабочей жидкости или подрыв распределенного заряда в скважине для ее очистки. В качестве ведущих событий могут также выступать достаточно сильные сейсмические события, вызванные закачкой рабочей жидкости в скважину при ГРП. Ниже, в основном, рассматривается именно эта область применения изобретения. Координаты (xв,yв,zв)∈Q каждого из ведущих событий обычно или заданы в ТЗ, или могут быть достаточно точно измерены с помощью базового устройства, благодаря большому отношению сигнал-помеха в их записях.
Сигналы ведущего события, зарегистрированные на различных сейсмоприемниках группы, имеют вид
где
τk - задержки сигналов, равные времени распространения сейсмических волн от ведущего события до каждого из сейсмоприемников;
uk,t - волновые формы сигналов сейсмоприемников, представляющие собой реверберацию сигнала, излученного источником, в результате многократных отражений сейсмических волн и изменений их типов на границах слоистой среды под группой;
ξk,t - сейсмические помехи, на фоне которых регистрируются сигналы ведущего события.
Сигналы sk,t несут как информацию о годографе сейсмических волн от источника на глубине ГРП z0, заключающуюся в значениях τk, k∈1, …, M, так и более «тонкую» информацию о временной форме сигнала источника и характере ее линейных преобразований средой, которая заключена во временных формах uk,t сигналов, зарегистрированных каждым из сейсмоприемников группы. Указанная информация может быть использована при локации других источников, возникающих при ГРП, возмещая отсутствие заданной в ТЗ информации о модели среды под группой.
Последовательность вычислительных операций в блоках устройства III для локации микросейсмических событий, основанных на использовании записей ведущих событий, заключается в следующем.
а). Производятся измерения 
, k∈1, …, M задержек сигналов от ведущих событий с координатами (xв,yв,zв) в каждом из сейсмоприемников ПГСП. Задержки , k∈1, …, M вычисляются в результате специальной обработки каждого из сигналов (4), описанной, в частности, в публикации (Pisarenko V.F., Kushnir A.F., Savin I.V. Statistical adaptive algorithms for estimation of onset moments of seismic phases. // Physics of the Earth and Planetary Interiors, vol.47, 1987, p.4-10).
б). Производится измерение годографов сейсмических волн 
где R - апертура ПГСП, z∈[Z1,Z2], Z1, Z2 - границы глубин ожидаемых микросейсмических событий. Функции 
вычисляются методом полиномиальной регрессии (Ивченко Г.И., Медведев Ю.И. Математическая статистика. М.: Высш. школа, 1984, 245 с.) по значениям 
, k∈1, …, M, где 
, xk, yk - горизонтальные координаты датчиков группы, 
, xв, yв, zв - координаты ведущих событий, , k∈1, …, M, - задержки сигналов ведущих событий, измеренные согласно методике пункта а).
в). Процедура локации источника определяется формулами (1), (3), в которых вместо заданных в ТЗ функций 
, 
подставляются измеренные согласно процедурам п.а), б) функции
где 
, x k, yk, zk - координаты k-го датчика группы,
х, y, z - ожидаемые координаты источника.
Функциональная схема устройства III (фиг.2) почти полностью совпадает с блок-схемой устройства II (фиг.1). Отличие этих блок-схем заключается в следующем. В блок-схеме устройства III введен дополнительный блок 10, в котором согласно процедурам пунктов а), б) производится измерение годографов 
сейсмических волн на основании записей ведущих событий (4). Измеренные годографы используются в блоке 7 (фиг.2).
Промышленная применимость
Наиболее успешно заявленный способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех промышленно применим в нефтяной и газовой промышленности, в горнодобывающей промышленности, в технологиях контроля проведения ядерных испытаний.
Claims (4)
1. Способ измерения координат микросейсмических источников, включающий регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками, обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой, при этом производят анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий, суждение по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события и измерение его координат, отличающийся тем, что используют фазовые характеристики регистрируемых сейсмических сигналов и при анализе цифровых записей сейсмических сигналов вычисляют функционал
где r - трехмерные векторы координат точек анализируемой области среды Q, в которых возникают микроземлетрясения;
- пороговая функция;
Ског - порог когерентности данных - настроечный параметр процедуры анализа цифровых сейсмических записей;
- измеренное значение функции когерентности сейсмических сигналов, зарегистрированных сейсмическими приемниками с номерами k и l, на частотах 
, где fд - частота дискретизации сигналов поверхностной группы сейсмических приемников, N - число дискретных многоканальных наблюдений поверхностной группы сейсмических приемников на интервале 
скользящего временного окна с начальным временем Токна и длительностью Т, с;
- диапазон частот сигналов, в котором производится локация микросейсмического источника;
М - число датчиков поверхностной группы сейсмических приемников,
- ожидаемые разности фаз на частотах 
сигналов, регистрируемых приемниками с номерами k и l, от микросейсмического источника в точке r;
- наблюдаемая разность фаз на частотах 
реальных сейсмических сигналов, зарегистрированных приемниками с номерами k и l, и содержащаяся в измеренных значениях взаимных спектральных плотностей мощности указанных сигналов;
b(ψ), b(0)=1 - настроечная функция процедуры анализа;
Q - область земной среды под поверхностной группой сейсмических приемников, в которой ищутся источники микросейсмических событий;
ΔV - заданный интервал возможных скоростей сейсмических волн от источника, при этом первая сумма в функционале Ф(r,V) вычисляется по всем парам приемников поверхностной группы сейсмических приемников, имеющим различные номера,
затем устанавливают значение аргумента r функционала Ф(r,V), в котором этот функционал достигает максимума, по которому определяют измеренное значение координат
микросейсмического источника
где r - трехмерные векторы координат точек анализируемой области среды Q, в которых возникают микроземлетрясения;
Ског - порог когерентности данных - настроечный параметр процедуры анализа цифровых сейсмических записей;
М - число датчиков поверхностной группы сейсмических приемников,
b(ψ), b(0)=1 - настроечная функция процедуры анализа;
Q - область земной среды под поверхностной группой сейсмических приемников, в которой ищутся источники микросейсмических событий;
ΔV - заданный интервал возможных скоростей сейсмических волн от источника, при этом первая сумма в функционале Ф(r,V) вычисляется по всем парам приемников поверхностной группы сейсмических приемников, имеющим различные номера,
затем устанавливают значение аргумента r функционала Ф(r,V), в котором этот функционал достигает максимума, по которому определяют измеренное значение координат
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что ожидаемые разности фаз вычисляются на основе модели однородной земной среды по формуле
,
где r=(x,y,z), x, y, z - ожидаемые координаты источника;
, k∈1, …, M - координаты датчиков группы;
V∈ΔV - неизвестная скорость сейсмических волн в однородной среде.
где r=(x,y,z), x, y, z - ожидаемые координаты источника;
V∈ΔV - неизвестная скорость сейсмических волн в однородной среде.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что ожидаемые разности фаз Δφl,k(r,fj) вычисляются по формуле
,
где T(d,z), d∈[0,R], z∈[0,Z] - семейство годографов сейсмических волн от источников в области Q возможных расположений источника, рассчитанное на основании заданной скоростной модели среды под пространственной группой сейсмоприемников;
,
xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника;
r=(x,y,z), x, y, z - ожидаемые координаты источника,
где T(d,z), d∈[0,R], z∈[0,Z] - семейство годографов сейсмических волн от источников в области Q возможных расположений источника, рассчитанное на основании заданной скоростной модели среды под пространственной группой сейсмоприемников;
xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника;
r=(x,y,z), x, y, z - ожидаемые координаты источника,
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что ожидаемые разности фаз Δφl,k(r,fj) вычисляются по формуле
где
- измеренные функции годографов сейсмических волн от источников в области Q возможных расположений источников;
R - апертура поверхностной группы сейсмических приемников;
Z1, Z2 - границы глубин ожидаемых источников;
измеренные функции вычисляются на основании задержек 
, k∈1, …, M, сигналов, зарегистрированных поверхностной группой сейсмических приемников от ведущих событий с известными координатами источников (xв,yв,zв)∈Q, а именно - таких событий, которые зарегистрированы поверхностной группой сейсмических приемников с большим отношением сигнал-помеха,
,
xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника;
r=(x,y,z) - ожидаемые координаты источника.
где
R - апертура поверхностной группы сейсмических приемников;
Z1, Z2 - границы глубин ожидаемых источников;
измеренные функции
xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника;
r=(x,y,z) - ожидаемые координаты источника.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011129543/28A RU2451308C1 (ru) | 2011-07-18 | 2011-07-18 | Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех |
| PCT/RU2012/000225 WO2013012353A1 (ru) | 2011-07-18 | 2012-03-28 | Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011129543/28A RU2451308C1 (ru) | 2011-07-18 | 2011-07-18 | Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2451308C1 true RU2451308C1 (ru) | 2012-05-20 |
Family
ID=46230866
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011129543/28A RU2451308C1 (ru) | 2011-07-18 | 2011-07-18 | Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2451308C1 (ru) |
| WO (1) | WO2013012353A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494418C1 (ru) * | 2012-05-23 | 2013-09-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Способ измерения координат микросейсмических источников и параметров механизмов их очагов в условиях сильных сейсмических помех (варианты) |
| CN111308548A (zh) * | 2019-11-21 | 2020-06-19 | 四川圭度科技有限公司 | 一种高精度微震数据初至拾取装置、系统及方法 |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103605151B (zh) * | 2013-11-20 | 2016-03-02 | 中北大学 | 基于相位测量的分布式群波浅层微震定位方法 |
| CN114063155B (zh) * | 2020-07-30 | 2024-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 优化地震剖面分析的方法、系统、存储介质和电子设备 |
| CN112255687B (zh) * | 2020-10-26 | 2024-01-19 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 一种回采工作面随采地震采煤机震源函数重构方法及装置 |
| CN113885074B (zh) * | 2021-09-09 | 2024-04-02 | 中煤科工开采研究院有限公司 | 微震监测能量校核方法 |
| CN113805228B (zh) * | 2021-09-23 | 2024-01-30 | 西安科技大学 | 基于面波频散的地面微地震定位方法 |
| CN114779330B (zh) * | 2022-04-26 | 2022-12-27 | 中国矿业大学 | 一种基于微震监测的采掘工作面主裂隙方位分析预测方法 |
| CN116224432B (zh) * | 2022-12-09 | 2024-03-08 | 视拓科技(西安)有限公司 | 微地震监测信号的数据处理方法和系统 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2409722A (en) * | 2003-12-29 | 2005-07-06 | Westerngeco Ltd | Microseismic determination of location and origin time of a fracture generated by fracturing operation in a hydrocarbon well |
| RU2278401C1 (ru) * | 2004-12-27 | 2006-06-20 | Ирина Яковлевна Чеботарева | Способ микросейсмического мониторинга пространственного распределения источников эмиссии и рассеянного излучения и устройство для его осуществления |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8000168B2 (en) * | 2006-12-08 | 2011-08-16 | Conocophillips Company | Dynamic source parameter selection for seismic vibrator data acquisition |
| RU2457513C2 (ru) * | 2007-07-06 | 2012-07-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способы и системы для обработки микросейсмических данных |
| US7986587B2 (en) * | 2008-03-20 | 2011-07-26 | Microseismic, Inc. | Method for imaging the earth's subsurface using passive seismic sensing |
-
2011
- 2011-07-18 RU RU2011129543/28A patent/RU2451308C1/ru active
-
2012
- 2012-03-28 WO PCT/RU2012/000225 patent/WO2013012353A1/ru active Application Filing
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2409722A (en) * | 2003-12-29 | 2005-07-06 | Westerngeco Ltd | Microseismic determination of location and origin time of a fracture generated by fracturing operation in a hydrocarbon well |
| GB2409723A (en) * | 2003-12-29 | 2005-07-06 | Westerngeco Ltd | Microseismic determination of location and origin time of a fracture generated by fracturing operation in a hydrocarbon well |
| RU2278401C1 (ru) * | 2004-12-27 | 2006-06-20 | Ирина Яковлевна Чеботарева | Способ микросейсмического мониторинга пространственного распределения источников эмиссии и рассеянного излучения и устройство для его осуществления |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494418C1 (ru) * | 2012-05-23 | 2013-09-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Способ измерения координат микросейсмических источников и параметров механизмов их очагов в условиях сильных сейсмических помех (варианты) |
| WO2013176579A1 (ru) * | 2012-05-23 | 2013-11-28 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Измерение координат и параметров очагов при микросейсмическом мониторинге |
| CN111308548A (zh) * | 2019-11-21 | 2020-06-19 | 四川圭度科技有限公司 | 一种高精度微震数据初至拾取装置、系统及方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2013012353A1 (ru) | 2013-01-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2451308C1 (ru) | Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех | |
| RU2494418C1 (ru) | Способ измерения координат микросейсмических источников и параметров механизмов их очагов в условиях сильных сейсмических помех (варианты) | |
| RU2518577C2 (ru) | Непрерывный адаптивный анализ поверхностных волн в случае трехмерных сейсмических данных | |
| CN106154332B (zh) | 一种井中微地震纵横波事件初至识别方法 | |
| CN106526678B (zh) | 一种反射声波测井的波场分离方法及装置 | |
| JP2016194530A (ja) | 地震警報システム | |
| CN104749568B (zh) | 一种基于水听器阵列的浅海目标深度的分类方法 | |
| DK177865B1 (da) | Fremgangsmåde til detektering eller monitorering af en subsurface-struktur af carbonhydridreservoirstørrelse | |
| RU2451307C1 (ru) | Способ измерения координат микросейсмических источников | |
| CN115166817B (zh) | 一种基于冰层模态群慢度差特征的冰声定位方法 | |
| CN107450103B (zh) | 一种基于边界积分反算子的鬼波压制方法 | |
| US20110182142A1 (en) | Technique and Apparatus for Seismic Data Quality Control | |
| CN114415234B (zh) | 基于主动源面波频散和h/v确定浅地表横波速度的方法 | |
| Yue et al. | Suppression of periodic interference during tunnel seismic predictions via the Hankel-SVD-ICA method | |
| GB2409901A (en) | Determining shear wave velocity from tube wave characteristics | |
| Hejrani et al. | Ambient noise tomography of Australia: application to AusArray deployment | |
| CN111352153A (zh) | 一种基于瞬时相位互相关加权的微地震干涉定位方法 | |
| CN110967751B (zh) | 基于地面浅井监测的微地震事件的定位方法及存储介质 | |
| KR101519088B1 (ko) | 해양 환경에서의 3차원 탄성파 탐사 방법 및 시스템 | |
| CN108957544B (zh) | 近地表各向异性参数的测量方法、装置、地震计及介质 | |
| CN115236592B (zh) | 一种基于单阵元时频曲线匹配的冰声定位方法 | |
| KR101864307B1 (ko) | 그래디언트 분석을 통한 탄성파 너울보정 및 지하지층구조 탐사 자료 처리방법 및 그 기록매체 | |
| yamine Dris et al. | EKF and UKF methods for the Acoustic Emission source localization in Concrete | |
| Baziw et al. | Quality Assessment of Seismic Data Sets and the Impact on Interval Velocity Estimates in DST | |
| CN112526611A (zh) | 表层地震波品质因子的提取方法及装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20150226 |